i
UNIVERSIDADE FEDERAL DE PERNAMBUCO
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PRODUÇÃO
LEONARDO FERREIRA DE MOURA
MODELO MULTICRITÉRIO PARA SELEÇÃO DE
ALIMENTADORES NO PROCESSO DE CORTE MANUAL DE
CARGAS
ii
LEONARDO FERREIRA DE MOURA
MODELO MULTICRITÉRIO PARA SELEÇÃO DE
ALIMENTADORES NO PROCESSO DE CORTE MANUAL DE
CARGAS
DISSERTAÇÃO SUBMETIDA À UFPE
PARA OBTENÇÃO DE GRAU DE MESTRE
Orientador: Cristiano Alexandre Virgínio Cavalcante, Doutor
iii
Catalogação na fonte
Bibliotecária Margareth Malta, CRB-4 / 1198
M929m
Moura, Leonardo Ferreira de.
Modelo multicritério para seleção de alimentadores no processo de
corte manual de cargas / Leonardo Ferreira de Moura. - Recife: O Autor,
2015.
126 folhas, il., gráfs., tabs.
Orientador: Prof. Dr. Cristiano Alexandre Virgínio Cavalcante.
Dissertação (Mestrado) – Universidade Federal de Pernambuco. CTG.
Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção, 2015.
Inclui Referências e Anexos.
1. Engenharia de Produção. 2. Apoio a Decisão Multicritério. 3.
SMARTER. 4. Distribuição de Energia. 5. Restabelecimento de Energia
Elétrica. 6. Priorização do Fornecimento. 7. Corte da Cargas. I.
Cavalcante, Cristiano Alexandre Virgínio. (Orientador). II. Título.
UFPE
iii
UNIVERSIDADE FEDERAL DE PERNAMBUCO
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE
PRODUÇÃO
PARECER DA COMISSÃO EXAMINADORA
DE DEFESA DE DISSERTAÇÃO DE MESTRADO DE
LEONARDO FERREIRA DE MOURA
MODELO MULTICRITÉRIO PARA SELEÇÃO DE
ALIMENTADORES NO PROCESSO DE CORTE MANUAL DE
CARGAS
ÁREA DE CONCENTRAÇÃO: GESTÃO DA PRODUÇÃO
A comissão examinadora composta pelos professores abaixo, sob a presidência do primeiro,
considera o candidato LEONARDO FERREIRA DE MOURA APROVADO. Recife, 31 de
Agosto de 2015.
________________________________________
Prof. CRISTIANO ALEXANDRE VIRGÍNIO CAVALCANTE, Doutor (UFPE)
________________________________________
Profa. ANA PAULA CABRAL SEIXAS COSTA, Doutora (UFPE)
_________________________________________
iv
AGRADECIMENTOS
A Deus motivo da minha existência, de tudo o que faço e por quem tudo faço. Porque
“Todas as coisas foram feitas por ele, e sem ele nada do que foi feito se fez”. (João 1:3).
À minha esposa, Amanda Barros de Melo Moura pelo apoio e companheirismo,
incentivo e por toda ajuda que me concedeu nesses longos anos.
À minha mãe, Elizabeth Ferreira de Moura que nunca mediu esforços na minha
formação educacional, oferecendo-me sempre o melhor que podia.
À meu irmão, Leandro Moura de Oliveira, pelo apoio em todos os momentos.
Ao professor Cristiano Alexandre Virginio Cavalcante, pela competência com que me
orientou no desenvolvimento desta dissertação e pelo tempo generosamente dedicado,
transmitindo-me os melhores e mais úteis ensinamentos com paciência, lucidez e confiança,
além das críticas construtivas.
À CELPE (Companhia Energética de Pernambuco) pelo patrocínio deste mestrado e
flexibilização dos horários de trabalho, liberando-me para o curso das disciplinas.
Aos colegas de trabalho pela compreensão e apoio em todos os momentos.
À UFPE (Universidade Federal de Pernambuco) em especial ao PPGEP (Programa de
Pós-Graduação em Engenharia de Produção).
E a todos os outros que não foram mencionados aqui, mas que de alguma maneira
contribuíram e fizeram parte desta caminhada.
v
RESUMO
O restabelecimento do fornecimento de energia elétrica em situações de contingencia, em
sistemas de distribuição de energia, envolve diversas necessidades que o tornam um problema
de otimização multiobjectivo com múltiplas restrições. Dentre essas necessidades destaca-se a
priorização de fornecimento aos consumidores especiais, quantidade de clientes
interrompidos, número de dispositivos a serem manobrados, limite térmico dos condutores,
nível de tensão, existência de paralelismo elétrico, opções de transferência disponíveis,
localização das equipes e etc. Assim, técnicas para lidar com esse problema devem considerar
estes aspectos de forma simultânea nos sistemas de distribuição. Face ao exposto, propõe-se
nesse trabalho o estudo e aplicação de uma modelagem matemática para estabelecimento da
priorização destas variáveis facilitando o processo de tomada de decisão por parte do operador
do sistema elétrico. O método multicritério escolhido para a realização deste trabalho foi o da
escola americana denominado de SMARTER (Simple Multi-attribute Rate Technique
Exploiting Ranks).
Palavras Chaves: Apoio a Decisão Multicritério. SMARTER. Distribuição de Energia.
Restabelecimento de Energia Elétrica. Priorização do Fornecimento. Corte da Cargas.
vi
ABSTRACT
The reestablishment of electricity supply in situations of contingency in power distribution
systems, involves a number of requirements that make it a multi-objective optimization
problem with multiple constraints. Among these needs stands prioritizing supply to
consumers special amount of customers interrupted, number of devices to be handled, thermal
limit of the conductors, voltage level, the existence of parallelism electric, transfer options
available, location of teams, etc. So, techniques for dealing with this problem should consider
these aspects simultaneously in distribution systems. Given the above, this work proposes
study and application of a mathematical modeling to establish the prioritization of these
variables facilitating the process of decision making by the Electricity System Operator. The
multicriteria method chosen for this work was the American School called SMARTER
(Simple Multi -attribute Rate Technique Exploiting Ranks).
Key Words: Multicriteria Decision Support. SMARTER. Energy Distribution. Restoration of
Electricity. Prioritizing do Supply. Cutting Loads.
vii
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 Ilustração do sistema de geração, transmissão e distribuição (Fonte: Copel). ... 13
Figura 1.2 Mapa de Pernambuco – Regionais, Municípios e Subestações Celpe ... 14
Figura 1.3 Mapa de Pernambuco – Rede de distribuição e Rede de Transmissão Celpe ... 14
Figura 2.1 Ilustração de um Sistema de Distribuição ... 24
Figura 2.2 Chave Seccionadora Unipolar ... 25
Figura 2.3 Chave Tripolar isolada a óleo ... 26
Figura 2.4 Exemplo de Posto de transformação na distribuição ... 27
Figura 2.5 Exemplo de Banco de Capacitores alocado em uma subestação ... 28
Figura 2.6 Exemplo de Banco de reguladores de tensão monofásicos ... 29
Figura 2.7 As quatro classes das funções utilidades unidimensionais (Edward & Barron, 1994) ... 46
viii
LISTA DE TABELAS
Tabela 2.1 Relações de preferência ... 39
Tabela 2.2 Relações de preferência ... 40
Tabela 2.3 Matriz de objetos de avaliação por critérios ... 45
Tabela 2.4 Pesos ROC calculados a partir da equação ... 49
Tabela 2.5 Continuação dos pesos ROC calculados a partir da equação ... 50
Tabela 4.1 Matriz de decisão ... 64
Tabela 5.1 Formulário para mensuração do grau de importância de cada critério ... 73
Tabela 5.2 Representação da Matriz das alternativas por critérios ... 74
Tabela 5.3 Formulário preenchido após o processo de elicitação ... 75
Tabela 5.4 Ordenação dos critérios ... 76
Tabela 5.5 Medição do desempenho do alimentador (h) selecionado ... 77
ix
LISTA DE ABREVIATURAS
A – Ampere
ADM – Apoio à Decisão Multicritério
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
CELPE – Companhia Energética de Pernambuco
CNOS – Centro Regional de Operação Norte/Centro-Oeste
COI – Centro de Operações Integradas
COSR – Centro Regional de Operação Sudeste
DEC – Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
DIC – Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora
DIT – Demais Instalações da Transmissão
DMIC – Duração Máxima de Interrupção Individual por Unidade Consumidora
ENS – Energia Não Suprida
ERAC – Esquema Regional de Alivio de Cargas
FEC – Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
FIC – Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora
Km – Kilômetro
kV – Kilo Volt
KV – Quilo Volt
KVA – Kilo Volt Ampere
MPO – Manual de Procedimento da Operação
MT – Média Tensão
NA – Normalmente Aberto
NF – Normalmente Fechado
ONS – Operador Nacional do Sistema
PCMC – Plano de Corte Manual de Cargas
PIM – Programação Linear Inteira Mista
PL – Programação Linear
RD – Rede de Distribuição
S – Chaveamento
SB – Barramento de Subestação
SDR – Sistema de Distribuição Radial
x
SE – Subestação
SEP – Sistema Elétrico de Potência
SEP – Sistema Elétrico de Potência
SEP – Sistema Elétrico de Potência
SIN – Sistema Interligado Nacional
SMARTER – Simple Multi -attribute Rate Technique Exploiting Ranks
TR – Transformador
UTI – Unidade de Terapia Intensiva
V – Volt
xi
SUMÁRIO
1
INTRODUÇÃO ... 13
1.1
Relevância do Estudo ... 17
1.2
Objetivos ... 18
1.2.1
Objetivo geral ... 18
1.2.2
Objetivos específicos ... 19
1.3
Justificativa ... 20
1.4
Estrutura da dissertação ... 21
2
FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA ... 22
2.1
Proteção de Sistemas Elétricos de Distribuição ... 22
2.1.1
Propriedades básicas de um sistema de proteção ... 22
2.1.2
Equipamentos do sistema de proteção ... 23
2.2
O Problema de Reconfiguração de Redes em SDR... 29
2.3
Plano de Corte Manual de Cargas ... 31
2.3.1
Premissas das Ações de Gerenciamento de Cargas ... 33
2.3.2
Diretrizes das Ações de Gerenciamento de Cargas... 34
2.4
Apoio a Decisão Multicritério ... 36
2.4.1
Atores no Processo Decisório ... 36
2.4.2
Problemáticas de Decisão ... 37
2.4.3
Modelagem de Preferência ... 38
2.4.4
Procedimentos de Normalização ... 40
2.4.5
Procedimentos para modelagem de problemas multicritério ... 41
2.4.6
Modelos Multicritério de Apoio a Decisão ... 42
2.5
O método SMARTS e SMARTER ... 44
3
REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ... 51
4
DESENVOLVIMENTO DO MODELO ... 59
5
APLICAÇÃO DO MODELO ... 68
5.1
Especialistas Evolvidos ... 68
5.2
Definição dos Critérios ... 69
5.3
Elicitação para Ordenamento dos Critérios ... 72
6
CONCLUSÕES E PROPOSTAS PARA TRABALHOS FUTUROS ... 79
6.1
Conclusões ... 79
xii
REFERÊNCIAS ... 81
ANEXO I... ... 87
ANEXO II... ... 107
13
1 INTRODUÇÃO
O setor elétrico brasileiro está subdividido em quatro grandes segmentos, são eles:
Geração, Comercialização, Transmissão e Distribuição de energia. Os dois últimos
destacam-se principalmente por destacam-serem ambientes fortemente regulados pela Agencia Nacional de
Energia Elétrica (ANEEL). Abaixo a figura 1.1 ilustrativa do caminho percorrido pela
energia elétrica até chegar as nossas casas.
Figura 1.1 Ilustração do sistema de geração, transmissão e distribuição (Fonte: Copel).
A Companhia Energética de Pernambuco (CELPE), empresa do setor de distribuição de
energia elétrica e pertencente ao Grupo Neoenergia, possui a concessão do fornecimento de
energia em todo estado. Atendendo 186 municípios de Pernambuco, além do distrito de
Fernando de Noronha e a cidade de Pedra de Fogo, no estado da Paraíba.
Na figura 1.2 pode ser visto a distribuição no mapa de Pernambuco dos 8 regionais
geoelétricos, os municípios e a localização das subestações rebaixadoras da Celpe.
14
Figura 1.2 Mapa de Pernambuco – Regionais, Municípios e Subestações Celpe
No processo de distribuição de energia elétrica a CELPE é responsável pela construção,
manutenção e operação das redes que fazem parte da sua concessão. O produto energia
elétrica é levado aos clientes através das redes de distribuição (RD) de média tensão, redes
primárias, e redes de baixa tensão também conhecidas como redes secundárias.
A CELPE possui atualmente 136.730,38 km de rede de distribuição em média tensão,
no nível de 13,8kV. Estas redes estão divididas em 646 circuitos que são supridos de forma
primaria por 132 subestações abaixadoras.
Na figura 1.3 pode ser visualizado no mapa de Pernambuco a distribuição das redes de
distribuição(cor azul) e da rede de transmissão(cor vermelha) do sistema elétrico da Celpe.
Figura 1.3 Mapa de Pernambuco – Rede de distribuição e Rede de Transmissão Celpe
Essas redes de distribuição estão sujeitas a inúmeros modos de falha, classificados por
falhas gerenciáveis e falhas não gerenciáveis.
15
Nos modos de falhas gerenciáveis, têm-se como exemplo a degradação dos
condutores, falhas em conexões e falhas ocasionadas por contato com galhos de
árvores com os condutores.
Nos modos de falhas Não Gerenciáveis têm-se como exemplo ações de
vandalismo, abalroamento de veículos em postes e falhas causadas por
intempéries climáticas como fortes chuvas, inundações, ventanias e descargas
atmosféricas proporcionando um grande desafio de operar e manter estas redes
em funcionamento de forma continua.
Na operação de um Sistema Elétrico de Potência (SEP) deve-se buscar sempre atender às
necessidades de energia elétrica dos consumidores da forma mais econômica e dentro dos
padrões compatíveis de segurança, qualidade e continuidade. Sendo assim, a operação do
sistema deve ser realizada de maneira contínua e adequada, sempre com o menor número de
interrupções e com a capacidade de manter níveis aceitáveis de qualidade.
O restabelecimento dos sistemas de distribuição em situações de interrupção é hoje uma
das tarefas mais complexas das distribuidoras, e deve contemplar um número expressivo de
premissas e critérios relacionados à definição de um plano de sequenciamento de manobras,
redução de clientes interrompidos, análise de desempenho técnico de circuitos e da proteção.
As ações de gerenciamento da carga são atividades em tempo real necessárias para
solucionar qualquer deficiência de geração, transmissão ou transformação em que a carga a
ser atendida supere a capacidade de atendimento da área afetada resultando, portanto, em
remanejamentos ou cortes de carga previamente estabelecidos para garantia da integridade do
sistema. Essas ações de gerenciamento de carga são realizadas de forma manual ou
automática, em função de limites de tensão, frequência, déficit de geração ou carregamento de
equipamentos ou linhas de transmissão.
Dentre as ações de gerenciamento de carga, têm-se o corte indireto, pela redução
intencional do nível de tensão; o corte direto (manual ou automático) da carga e o
remanejamento de carga entre instalações da rede básica. Estas ações podem ter curta ou
longa duração em função de contingências na rede de operação ou de déficit energético numa
região do Sistema Interligado Nacional (SIN). No caso de déficit energético, o gerenciamento
de carga pode ser caracterizado como racionamento de energia e está sujeito a regulamentação
superior.
16
Muitas metodologias descritas na literatura utilizam como premissa que os cortes sejam
realizados de forma integral nas fontes de suprimento. Contudo, algumas contingências
podem ser restabelecidas de forma rápida e os cortes de carga realizados acabam por ser
muito severos e até certo ponto desnecessários. Para evitar interrupções de energia
desnecessárias deve-se admitir em alguns casos, que os limites de tensão sejam violados, por
exemplo, em apenas 3% e que haja sobrecarga de 20% em alguns transformadores por apenas
uma ou duas horas (ou como estabelecido pelos Procedimentos de Rede do Operador
Nacional do Sistema (ONS)), desta forma pode-se cortar menos carga do que seria necessário,
se essas violações de limites não fossem consideradas. Caso a contingência seja finalizada
dentro desse intervalo, podendo ser evitado cortes de carga indesejáveis admitindo-se apenas
algumas pequenas violações. Em resumo, a melhor alternativa é o estabelecimento de vários
estágios de corte de carga, sempre com o intuito de minimizá-los considerando múltiplos
critérios.
Para que seja possível a formulação do problema com múltiplos critérios e
consequentemente exista uma maneira de avaliar as soluções perante tais objetivos, deve-se
inicialmente definir quais atributos serão considerados no processo de escolha. A correta
escolha e utilização desses critérios de avaliação constituem a etapa mais importante do
processo que será responsável pelo corte de carga, pois a solução deste problema implica
naturalmente na dinâmica de outros problemas, tão ou mais complexos para a atividade de
distribuição de energia elétrica.
Portanto, o cumprimento das metas de continuidade, a energia não suprida, a correta
priorização das cargas atendidas, entre outros, são compromissos diretamente impactados
pelas decisões assumidas durante o processo de corte seletivo de carga. Partindo desta
constatação, a solução para o corte de carga inteligente deve ser aquela que melhor responda
aos problemas adjacentes ao corte considerando simultaneamente múltiplos objetivos.
17
1.1 Relevância do Estudo
Para atender um mercado cada vez mais exigente, as empresas concessionárias de
energia elétrica têm se esforçado continuamente no sentido de melhorar a qualidade e a
continuidade de seu produto, ou seja, da energia elétrica fornecida aos seus clientes. Com a
crescente adoção de dispositivos automatizados nos sistemas de distribuição amplia-se a
possibilidade de se alterar mais facilmente a configuração da rede, através de manobras dos
dispositivos de seccionamento, viabilizando ações que permitam operar o sistema da maneira
mais adequada, reduzindo perdas e melhorando os níveis de carregamento e de tensão do
sistema. Contudo, as interrupções no fornecimento da energia elétrica são inevitáveis, quer
seja para a execução de obras de expansão e melhoria do sistema, para intervenções de
manutenção preventiva em componentes da rede ou, então, pela atuação intempestiva de um
dispositivo de proteção em decorrência de um defeito. Em todos estes casos, deve-se dispor
de um plano sequenciado de manobras para a reconfigurar o sistema, de forma a restringir ao
mínimo a área a ser desenergizada, buscando-se restabelecer o mais rápido possível o
suprimento de energia para os consumidores localizados à jusante desta área afetada o mais
rapidamente possível, através de manobras de dispositivos automatizados e de seccionamento
existentes na rede.
Para isto utilizaremos neste trabalho um modelo de apoio à decisão, estes modelos
também tem sido abordado por outros autores dos quais podemos citar (Merlin, A. & H. Back
1975, Civanlar, S. et alii 1988, Liu, C.C. et alii May 1988, Taylor, T. & D.Lubkeman 1990,
Wu, J.S. et alii. 1992, Shirmohammadi, D. 1992, Cherkaoui, R. et alii 1993, Hsu, Y.Y. &
H.C. Kuo 1994, Roytelman, I. et alii 1996), o problema do corte manual de cargas, será o
objetivo deste trabalho levando-se em consideração o tratamento de múltiplos objetivos no
contexto de uma distribuidora de energia elétrica possibilitando auxiliar os controladores do
sistema elétrico, na tomada de decisões e melhorando assim os indicadores de qualidade e de
continuidade da concessionária.
18
1.2 Objetivos
O objetivo deste trabalho é propor um modelo multicritério de apoio à decisão capaz de
tornar mais eficaz o processo de corte manual de cargas do sistema elétrico da Celpe, quando
da necessidade de alteração da configuração do sistema seja de ordem programada, não
programada e intempestiva.
1.2.1 Objetivo geral
Atualmente a determinação de uma reconfiguração do sistema de média tensão (MT)
quando da ocorrência de uma contingência, é baseada na experiência de profissionais do
COI(Centro de Operações Integradas). Na prática, o que ocorre é a análise de poucas
alternativas e utilização de questões subjetivas, não sendo possível considerar todos os
aspectos envolvidos.
Para mitigar os possíveis erros provenientes das decisões sem a consideração de todos
os critérios necessários tem-se como principal alternativa a utilização de sistemas de apoio à
decisão, conforme descreve Fleury et al. (2000). Para os autores, sem a utilização de tais
ferramentas, muitas decisões são tomadas baseadas apenas na intuição ou considerando
somente critérios secundários, o que em muitos casos pode conduzir a resultados ineficientes.
Em seu cotidiano nas companhias de distribuição, os técnicos utilizam um conjunto de
regras empíricas e procedimentos de emergência para tentar restabelecer o fornecimento de
energia aos consumidores afetados. O processo tem ainda um agravante: o tempo. Como são
condições anormais, é preciso que a resposta seja rápida e precisa.
O problema de reconfiguração de redes em situação de contingência caracteriza-se pela
sua natureza combinatória, ou seja, para sistemas reais o número de possíveis alternativas
pode tornar-se muito elevado, dificultando a obtenção de soluções eficientes ou otimizadas.
Assim sendo, dependendo das necessidades da empresa, pode ser necessário que sejam
considerados múltiplos objetivos na busca da melhor solução, avaliando diferentes cenários e
atributos conflitantes de forma simultânea.
Os autores Clímaco et al. (2003) enfatizam que a adoção de modelos de apoio a decisão
envolvendo múltiplos critérios são mais adequados quando se tem o interesse de lidar com a
solução melhorada de mais de uma função objetivo. Portanto, a proposta desse trabalho é a de
desenvolver um modelo de apoio à decisão que possa ser utilizado pelos controladores do
19
centro de operações, ou seja, que leve em consideração múltiplos critérios no processo de
corte manual de cargas.
1.2.2 Objetivos específicos
Os objetivos específicos deste trabalho são:
Elaborar a revisão da literatura abordando os diferentes aspectos de reconfiguração de
sistemas elétricos e utilização de modelos multicritério, para melhor entendimento do
estado da arte e a proposição de modelo mais adequado a partir do conhecimento de
propostas já existentes;
Analisar o processo de seleção e avaliação utilizado pelo centro de operações no
processo de reconfiguração de alimentadores;
Levantar os critérios mais relevantes para seleção de alimentadores no processo de
reconfiguração de sistemas de distribuição de energia;
Propor um modelo multiatributo para gerenciamento mais eficiente de cargas;
Reduzir os cortes de carga indevidos;
Melhorar os indicadores de continuidade DEC e FEC;
Reduzir as compensações financeiras pela violação dos limites de continuidade;
Aumentar o índice de satisfação dos clientes supridos;
Aplicar o modelo proposto no âmbito de uma empresa distribuidora de energia
elétrica.
20
1.3 Justificativa
Atualmente o processo de restabelecimento de circuitos em distribuidoras de energia
apresenta grande dependência da experiência e conhecimento dos operadores dos centros de
operações que dispõem de muitas informações, mas poucos sistemas inteligentes de apoio à
tomada de decisão. Desta forma, cabe ao operador, buscar e analisar os diversos dados
presentes neste processo. Vale reforçar que muitas melhorias e tecnologias já foram
implantadas no sistema de operação da distribuição da CELPE, onde pode-se destacar:
Visualização gráfica dos circuitos elétricos, com distinção por cores dos circuitos
principais e circuitos de fronteira;
Visualização gráfica dos equipamentos instalados nos circuitos elétricos (chaves
automatizadas, chaves manobráveis em carga, chaves fusíveis, chaves facas, etc.);
Operação, supervisão e comando remoto de equipamentos instalados nas subestações e
nos circuitos elétricos;
Criação de planos de contingência do sistema de distribuição e transmissão auxiliando
no processo de restabelecimento do fornecimento de energia elétrica;
Todavia é importante ressaltar que ainda existem algumas dificuldades no contexto atual
das distribuidoras de energia no processo de operação:
Pouca informação quanto aos cálculos em tempo real dos níveis de tensão ao longo
dos circuitos elétricos;
Baixa interação das ferramentas e sistemas operacionais que são utilizados pelos
controladores, ou seja, devem ser acessados simultaneamente diversos sistemas para
se obter as informações necessárias para a análise e tomada de decisão;
O tempo necessário para formação de um controlador para um centro de operações é
relativamente alto e as ferramentas para medir a eficácia e o desempenho destes
funcionários em situações não reais são praticamente inexistentes;
O desgaste emocional e o nível de stress dos operadores são elevados principalmente
em situações de contingência;
21
Dificuldade de monitoramento do nível de tensão em conformidade com as normas
técnicas no ponto de entrega ao consumidor.
Enfim, espera-se que este trabalho contribua de forma significativa para melhoria no atual
sistema de corte manual de cargas na operação do sistema de distribuição da CELPE, com
soluções inteligentes que buscam resolver, ou pelo menos reduzir, algumas das dificuldades
existentes.
1.4 Estrutura da dissertação
A dissertação está estruturada em 6 capítulos:
O capítulo 1 traz uma introdução sobre o objeto de estudo, destacando a relevância
deste tema, os objetivos gerais e específicos do trabalho, as justificativas da escolha
deste tema, e de como será estruturada esta dissertação.
O capítulo 2 traz a fundamentação teórica para o estudo. Neste capítulo serão
apresentados os conceitos importantes relativos sistemas elétricos de média tensão e
critérios utilizados pela distribuidora para a tomada de decisão no processo de
reconfiguração de sistemas elétricos.
O capitulo 3 traz a revisão bibliográfica das metodologias apresentadas na literatura
para o corte de carga utilizando técnicas de multicritério.
O capítulo 4 traz a proposta de modelo multicritério de apoio à decisão para
estabelecer um ranking dos circuitos candidatos a corte de cargas em situações de
reconfiguração de redes.
O capítulo 5 traz uma aplicação do modelo multicritério SMARTER no sistema da
Celpe.
O capítulo 6 traz as conclusões do presente trabalho, bem como as recomendações
para trabalhos futuros.
22
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
Neste capítulo serão abordadas definições e classificações fundamentais para explicar as
características do sistema de distribuição de energia, bem como informações necessárias para
auxiliar no entendimento sobre o processo do corte manual de cargas.
2.1
Proteção de Sistemas Elétricos de Distribuição
A proteção de sistemas elétricos tem uma função importante para uma boa condição de
operação e principalmente para garantir a segurança das instalações e das pessoas. Ao ocorrer
uma falha em um componente ou condutor de um circuito de distribuição de energia elétrica,
espera-se do sistema de proteção uma atuação eficiente que minimize os danos causados ao
sistema e aos consumidores.
De acordo com Rezaei & Haghifam (2006) um esquema de proteção de sistemas aéreos
de distribuição tem como principal objetivo atender aos seguintes aspectos:
Proteção de materiais e equipamentos contra danos causados por curtos-circuitos e
sobrecargas;
Melhoria da confiabilidade dos circuitos de distribuição restringindo os efeitos de uma
falha ao menor trecho possível do circuito, no menor tempo, diminuindo assim o número de
consumidores afetados;
Racionalização dos custos dos esquemas, que não devem exceder os benefícios
decorrentes de sua utilização.
2.1.1 Propriedades básicas de um sistema de proteção
Segundo Almeida (2000) um sistema de proteção eficiente deve possuir as seguintes
propriedades básicas, conforme descrito abaixo:
Confiabilidade: É a probabilidade do sistema de proteção funcionar corretamente e
com segurança em qualquer circunstância;
Seletividade: O sistema de proteção deve ser capaz de reconhecer e selecionar, a fim
de evitar operações desnecessárias e desligar quando for o caso a menor parte possível do
sistema;
Coordenação: Os equipamentos de proteção dos sistemas elétricos devem ter ajustes
de tempo que evitem atuações simultâneas indevidas, ou seja, espera-se que apenas o
equipamento de proteção mais próximo atue;
23
Velocidade: Um sistema de proteção deve possibilitar o desligamento do trecho ou
equipamento defeituoso no menor intervalo de tempo possível;
Sensibilidade: Um sistema de proteção deve responder às falhas com menor margem
possível de tolerância entre a operação e não operação dos seus equipamentos.
Estas propriedades devem ser consideradas no estudo de proteção para que os
dimensionamentos ou ajustes dos equipamentos que fazem o sistema de proteção funcionem
nas condições planejadas.
2.1.2 Equipamentos do sistema de proteção
Para compor um adequado esquema de proteção em uma rede de distribuição, vários
equipamentos elétricos são instalados no sistema a ser protegido, e os dimensionamentos e
ajustes que serão implementados devem ser estudados considerando uma adequada interação
entre eles.
Vale lembrar, inicialmente, que o sistema de distribuição pode ser dividido em:
Sistema de Distribuição Primária: Também conhecido como sistema de distribuição de
média tensão, opera geralmente em redes radiais aéreas na tensão de 13,8kV ou
34,5kV. É projetado para possibilitar a transferência de blocos de cargas entre
circuitos para o atendimento da operação em condições de contingências ou para
manutenção preventiva e/ou corretiva. Esse sistema atende aos consumidores
primários (industriais de médio porte, conjuntos comerciais, grandes hospitais,
shopping centers, instalações de iluminação pública, etc.) e aos transformadores de
distribuição que, por sua vez, suprem os Sistemas de Distribuição Secundária ou de
baixa tensão;
Sistema de Distribuição Secundária (ou Distribuição de Baixa Tensão): Geralmente
opera com tensões de 220/127V ou 380/220V. Atende aos consumidores de baixa
tensão, pequenos comércios e indústrias e, principalmente, os consumidores
residenciais. Essa parte do sistema de distribuição usualmente não conta com recurso
para o atendimento de contingências.
A Figura 2.1 apresenta um Sistema de Distribuição dividido em Rede Primária e
Secundária, onde SB é um barramento na Subestação (SE), TR é um transformador e S é uma
chave seccionadora.
24
Figura 2.1 Ilustração de um Sistema de Distribuição
Importa destacar que este trabalho trata do problema de reconfiguração de redes em
Sistemas de Distribuição Radiais (SDRs) de média tensão.
2.1.2.1 Elementos de SDR
Chaves de manobra
As chaves elétricas de manobra são dispositivos de manobra, destinados a estabelecer ou
interromper a corrente em um circuito elétrico ou ainda “isolar” os circuitos da presença de
tensão e corrente (principalmente quando da utilização em manutenções). São dotadas de
contatos móveis e contatos fixos e podem ou não ser comandadas com carga. São ainda do
tipo monopolar (operação de cada fase individualmente) ou tripolar (operação das três fases
simultaneamente).
As chaves para operação sem carga são denominadas de chaves a seco e embora não
interrompam qualquer corrente de carga, estas chaves podem interromper correntes de
excitação de transformadores (a vazio), pequenas correntes capacitivas de linhas sem carga ou
ainda pequenas correntes de carga (conforme características construtivas e estudos realizados
no equipamento). Neste trabalho serão consideradas as chaves a seco do tipo seccionadores
unipolares (Figura 2.2), chaves de abertura em carga e chaves fusíveis laminadas.
25
Figura 2.2 Chave Seccionadora Unipolar
As chaves seccionadoras são normalmente fornecidas para comando por bastão de
manobra. As chaves podem ser comandadas remotamente e acionadas a motor.
As chaves para operação com carga são dispositivos dotados de meios de extinção do
arco elétrico gerado pela interrupção abrupta das correntes de carga. Estes meios de extinção
podem ser óleos isolantes, gás SF6 (Hexafluoreto de Enxofre), câmaras a vácuo, entre outros.
Para este trabalho serão consideradas as chaves operáveis sob carga do tipo chave a óleo
tripolar, chave a óleo monopolar, chave tripolar com isolação a gás e operação manual e ainda
chave tripolar com isolação a gás e operação automática ou remota. A Figura 2.3 apresenta
um exemplo de chave operável sob carga.
26
Figura 2.3 Chave Tripolar isolada a óleo
Quanto à posição normal as chaves de manobra podem ser classificadas em chaves
normalmente abertas – NAs – (quando a configuração original do circuito determina que a
chave permaneça aberta) e em chaves normalmente fechadas – NFs – (quando a
configuração original do circuito determina que a chave permaneça fechada).
Em redes de distribuição as chaves que trabalham na posição NA fazem a função de
fronteira/interligação entre circuitos, já as chaves NF são utilizada para reduzir/reconfigurar
os circuitos ou seccionar defeitos que afetem o sistema, possibilitando o suprimento parcial
das cargas.
Circuito primário
Trecho formado por condutores elétricos (cabos), responsáveis pela condução da corrente
elétrica em tensão de 13,8kV. Estes trechos são localizados normalmente entre dois postes
onde as demais estruturas são alocadas.
Posto de transformação
Postos dotados de transformadores responsáveis pela conversão da energia presente no trecho
primário para a tensão de consumo do cliente final. Neste caso, os transformadores são
equipamentos empregados para “abaixar” as tensões entre os subsistemas de um sistema
elétrico. A Figura 2.4 apresenta um exemplo de posto de transformação.
27
Figura 2.4 Exemplo de Posto de transformação na distribuição
Capacitor
Capacitores são fontes de energia reativa (Figura 2.5). Os objetivos de sua aplicação em
sistemas de potência é a compensação de energias reativas produzidas por cargas indutivas ou
reatâncias de linhas. Quando adequadamente utilizados, permitem a obtenção de um conjunto
de benefícios correlatos que incluem a redução de perdas de energia, correção dos perfis de
tensões, controle dos fluxos de potência, melhoria do fator de potência e aumento da
capacidade dos sistemas.
Os benefícios reais obtidos com a instalação de capacitores em sistemas de distribuição
dependem das características dos equipamentos e da forma como é feita essa instalação.
Especificamente, dependem do número e tamanho dos capacitores, de sua localização, do tipo
(fixos ou chaveados) e do esquema de controle utilizado.
28
Figura 2.5 Exemplo de Banco de Capacitores alocado em uma subestação
Banco Regulador de Tensão
A tensão ao longo de alimentadores é normalmente controlada por reguladores de tensão.
Esses reguladores (Figura 2.6) são auto-transformadores com tapes ou derivações em seus
enrolamentos. Tipicamente, o regulador é usado para elevar ou abaixar a tensão por um
intervalo de até 10%. Um regulador pode ser operado em modo manual ou modo automático.
No modo manual, a tensão de saída pode ser manualmente elevada ou abaixada no painel
de controle do regulador. No modo automático, o mecanismo de controle do regulador ajusta
os tapes para assegurar que a tensão monitorada mantenha-se dentro de certa faixa.
29
Figura 2.6 Exemplo de Banco de reguladores de tensão monofásicos
2.2
O Problema de Reconfiguração de Redes em SDR
As interrupções no fornecimento de energia nos SDRs são inevitáveis, isto em virtude
da execução de obras de expansão, intervenções de manutenção preventiva em componentes
da rede ou pela atuação de um dispositivo de proteção em decorrência de faltas permanentes.
Desta forma, o agrupamento de vários pontos de carga em blocos separados por chaves,
que operam no estado Normalmente Aberto (NA) e Normalmente Fechado (NF), foi uma
solução encontrada para melhorar a confiabilidade dos SDRs sem incorrer em gastos
excessivos. Assim, a partir da reconfiguração da rede, isto é, da operação de chaves, é
possível a troca de carga entre os alimentadores em caso de interrupção em algum ponto da
rede. Nessas situações, torna-se necessário um plano de restabelecimento de energia, que
consiste, basicamente, em determinar um conjunto de manobras de chaves para restringir as
interrupções à menor parte possível do sistema.
30
A reconfiguração de redes é uma ferramenta importante na automação dos SDRs, pois é
um dos principais recursos para manutenção da qualidade e da confiabilidade do fornecimento
de energia elétrica.
Em condições normais de operação, pode-se utilizar a reconfiguração de redes, através
da manobra de chaves NA e NF, para reduzir as perdas totais por efeito joule e/ou para
balanceamento de carga entre os alimentadores, aliviando os alimentadores que estão com
carregamento crítico. Nesse contexto, a reconfiguração permite a redução de queda de tensão
e alívio de trechos da rede com sobrecarga (corrente elétrica em níveis acima do suportado
pelos cabos).
Como mencionado anteriormente, reconfiguração de redes também pode ser aplicada
numa condição mais extrema, como, por exemplo, na ocorrência de contingências como faltas
permanentes. Tal aplicação é o foco principal desta dissertação. Nesse caso, torna-se
necessária a obtenção de um plano de restabelecimento de energia elaborado e rápido. Ou
seja, depois de o setor em falta ter sido identificado e isolado pela atuação do sistema de
proteção, é de interesse dos operadores encontrar um plano apropriado para o
restabelecimento da energia na área que havia ficado sem energia.
De uma forma geral, um plano de restabelecimento de energia adequado tem como
principais necessidades práticas:
Encontrar um plano em um curto intervalo de tempo (aplicação em tempo real);
Reduzir o número de manobras;
Reduzir o número de consumidores interrompidos;
Reduzir componentes sobrecarregados;
Manter a estrutura radial do sistema;
Reduzir o total de perdas resistivas;
Reduzir quedas de tensão.
Ante o exposto, o problema de restabelecimento de energia em SDRs possui múltiplos
objetivos, alguns conflitantes.
31
Devido à grande quantidade de variáveis envolvidas no problema de restabelecimento de
energia em SDRs de grande porte, o mesmo está sujeito a inúmeras combinações possíveis,
tornando inviável a utilização de técnicas de programação matemática. Isso ocorre em razão
de o espaço de busca de soluções possíveis aumentar exponencialmente com o número de
variáveis.
2.3
Plano de Corte Manual de Cargas
A área de planejamento da operação de curto prazo tem, entre outras, a função de
fornecer aos operadores e despachantes do sistema subsídios para que os mesmos possam
operá-lo dentro dos limites dos equipamentos em regime normal e em emergência. Esses
estudos verificam o comportamento do sistema em estado permanente e avaliam se os níveis
de tensão nos barramentos do sistema e os fluxos de potência nas linhas de transmissão e
transformadores para uma determinada configuração do sistema e uma determinada condição
geração-carga atendem aos critérios estabelecidos pelas concessionárias e pelo Operador
Nacional do Sistema (ONS).
Assim, para diversas condições de carga e diversas indisponibilidades de circuitos de
transmissão, transformadores ou banco de transformadores, ou ainda, indisponibilidades de
unidades geradoras, buscam-se medidas corretivas, tais como: redespacho de unidades
geradoras, remanejamento de carga, desligamentos de circuitos, abertura de barramentos,
chaveamentos de capacitores e/ou reatores e controle de tensão via ajuste de taps dos
transformadores, que levem o sistema a atender aos critérios pré-estabelecidos. Contudo, elas
podem não ser suficientes para retornar o sistema a condições que satisfaçam as restrições
operacionais, sendo necessário realizar cortes de carga, os quais devem ser os menores
possíveis.
No entanto, admitindo-se pequenas violações nos níveis de tensão e nos limites de fluxo
de potência ativa nas linhas e transformadores é possível se diminuir ou até mesmo zerar os
cortes de carga necessários, como descrito em OLIVEIRA et. al (2003); e ainda diagnosticar
barras problemáticas e causadores dos cortes de carga como feito em MIKILITA (2005).
As ações de gerenciamento da carga são atividades de tempo real voltadas para cobrir
qualquer deficiência de geração, transmissão ou transformação em que a carga a ser atendida
supere a capacidade de suprimento/atendimento da área afetada resultando, portanto, em
32
remanejamentos ou cortes de carga previamente estabelecidos para garantia da integridade do
sistema.
O gerenciamento de carga visa também a mitigar os riscos para a segurança do sistema
e a contribuir para a manutenção da qualidade de energia em casos em que há corte
automático de carga por atuação do Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC ou do
Sistema Especial de Proteção – SEP, para o controle da frequência e/ou tensão do sistema ou
corte manual de carga em face de deficiência de geração, transmissão ou transformação.
Para o gerenciamento de carga, é necessário que os agentes de distribuição e
consumidores cujas instalações estejam conectadas à rede básica elaborem e mantenham um
Plano de Corte Manual de Carga – PCMC.
O Plano de Gerenciamento de Carga é o conjunto de documentos operativos do MPO
(Manual de Procedimentos da Operação) que estabelecem os procedimentos para o
gerenciamento de carga no SIN, a partir das sínteses dos Planos de Corte Manual de Carga –
PCMC elaborados e encaminhados ao ONS pelos agentes de distribuição e consumidores
cujas instalações estejam conectadas à rede básica. As sínteses são elaboradas pelos agentes a
partir de seus Planos de corte manual de carga – PCMC detalhado por subestação
distribuidora e os consumidores livres conectados à Rede Básica, às Redes de Distribuição ou
às Demais Instalações de Transmissão – DITs, detalhados por ponto de conexão.
O Relatório de Gerenciamento de Carga deve comprovar a necessidade de ter sido
efetuado o gerenciamento de carga com base nos resultados obtidos em função das ações de
cada agente da operação envolvido e no atendimento às determinações do ONS pelos agentes.
As distribuidoras de energia devem elaborar e manter o seu PCMC detalhado por
subestação distribuidora e DITs na sua área de concessão, nos montantes e patamares
definidos pelo ONS, considerando sua carga cativa e a carga dos consumidores livres
conectados em suas instalações e às DITs na sua área de concessão.
Devem também enviar ao centro de operação do ONS com o qual se relaciona uma
síntese de seu PCMC que evidencie o atendimento aos montantes e patamares definidos pelo
ONS.
33
2.3.1 Premissas das Ações de Gerenciamento de Cargas
As ações de gerenciamento de carga são realizadas de forma manual ou automática, em
função de limites de tensão, frequência, déficit de geração ou carregamento de equipamentos
ou linhas de transmissão.
As ações de gerenciamento de carga são:
Corte indireto, pela redução intencional do nível de tensão;
Corte direto (manual ou automático) da carga;
Remanejamento de carga entre instalações da rede básica.
As ações de gerenciamento de carga podem ter curta ou longa duração em função de
contingências na rede de operação ou de déficit energético numa região do SIN. No caso de
déficit energético, o gerenciamento de carga pode ser caracterizado como racionamento de
energia e está sujeito a regulamentação superior.
Antes de ser efetuada qualquer ação de gerenciamento de carga, por corte direto ou
indireto, toda a capacidade geradora disponível nos agentes de geração é utilizada, devem ser
reprogramados os intercâmbios nas interligações no sentido de aumentar a importação ou
reduzir a exportação.
Antes de ser efetuada qualquer ação de gerenciamento de carga por corte direto manual,
devem ser realizados possíveis remanejamentos de carga, ou ainda corte indireto de carga
através da redução de tensão para os valores mínimos admissíveis, desde que tais medidas se
mostrem efetivas.
As tratativas para as ações de gerenciamento de carga são feitas entre os centros de
operação do ONS e os agentes de distribuição e consumidores ligados diretamente à rede
básica, exceto nos casos em que as condições do sistema não permitam e haja necessidade de
fazê-las por intermédio dos agentes de transmissão.
Para atendimento das ações de gerenciamento da carga solicitadas pelo ONS, os agentes
de distribuição e consumidores cujas instalações estejam conectadas à rede de básica dispõem
de um PCMC que lhes permite reduzir sua carga por corte direto manual em no mínimo 35%,
em patamares de 5%. O percentual total de redução indicado no PCMC pode ser maior do que
35 % a critério do ONS.
34
Os agentes de distribuição e os consumidores cujas instalações estejam conectadas à
rede de básica devem dispor de instruções de operação internas contendo os procedimentos
para gerenciamento de sua carga através de cortes diretos ou indiretos de carga, a serem
executados da forma mais rápida possível.
2.3.2 Diretrizes das Ações de Gerenciamento de Cargas
As cargas prioritárias devem ser classificadas pelos agentes e atender a disposições
legais ou particularidades internas.
As cargas consideradas prioritárias pelos agentes não devem ser incluídas no
gerenciamento da carga.
As primeiras cargas passíveis de corte devem ser as cargas interruptíveis, conforme
contratos específicos.
Durante o gerenciamento da carga por redução da tensão aos níveis mínimos, os
equipamentos de suporte de reativo devem ser utilizados de modo a permitir que as tensões do
sistema ou das subestações se situem em valores mínimos estabelecidos nos estudos de
planejamento elétrico da operação.
Os centros de operação do ONS devem dispor de tabelas que relacionem valores de
frequência com o montante de carga a ser interrompida por área de atuação. Esses valores são
operacionalizados através das instruções de operação.
Os centros de operação do ONS (CNOS e COSR) devem dispor da síntese dos PCMC,
os Planos de Gerenciamento de Carga, por prioridade de carga, atualizados pelos agentes de
distribuição de sua área de atuação.
O gerenciamento da carga por corte direto ou indireto deve sempre ser precedido de
aviso antecipado aos agentes da operação envolvidos, para que suas ações possam ser
devidamente planejadas. Exceção se faz nos casos de urgência ou emergência na rede de
operação, quando as ações são realizadas e em seguida comunicadas em tempo real, em
função da premência das ações necessárias.
Para o controle de frequência através do corte direto e manual de carga o CNOS coordena
o corte manual de carga em caso de:
35
subfrequência sustentada, se a frequência permanecer igual ou inferior a 59,8Hz por
mais de 10 (dez) minutos, como resultado de contingências em que as cargas
rejeitadas pelo ERAC foram insuficientes para recuperar a frequência.
previsão de déficit de geração no sistema.
Para o corte direto e automático de carga:
O corte automático de carga é efetuado em função de valores mínimos verificados de
frequência e tensão ou pela atuação de esquemas especiais de segurança.
Os relés de subfrequência que compõem os ERAC devem estar permanentemente
ativados.
O ERAC efetua o gerenciamento da carga de forma automática, através de relés de
frequência
que atuam desligando cargas previamente determinadas.
Caso ocorra falha na atuação do ERAC ou SEP, o agente da operação deve efetuar
manualmente os cortes das cargas previamente determinadas para corte automático.
Quando da atuação de esquema de gerenciamento automático da carga, e não havendo
possibilidade de restabelecimento imediato das condições normais do sistema, o corte
manual de carga pode ser providenciado posteriormente num valor equivalente ao das
cargas retiradas pelo ERAC ou SEP para possibilitar a substituição das cargas
desligadas pelos esquemas automáticos.
Para a preservação da confiabilidade do sistema, é recomendável que os disjuntores
incluídos nos esquemas automáticos não sejam desligados em corte manual de carga.
Para o corte indireto de carga por redução de tensão:
O corte indireto de carga é coordenado e controlado pelos centros de operação do
ONS, através da redução dos níveis de tensão nos barramentos da rede de operação na
área afetada e pelos agentes da operação envolvidos nas barras fora da rede de
operação.
36
Para a definição dos montantes de carga a serem cortados:
Os montantes de carga a serem cortados devem ser tais que a carga remanescente não
exceda a capacidade geradora disponível ou os limites operativos de equipamentos e
do sistema.
Na ocorrência de perda ou limitação em linha de transmissão ou transformador, ao ser
atingido o limite operativo permissível de equipamentos, ou um limite operativo de
sistema, devem ser efetuadas, prioritariamente e de forma antecipada, possíveis
transferências de carga na área diretamente afetada, no sentido de evitar a necessidade
de corte de carga.
2.4
Apoio a Decisão Multicritério
Segundo Almeida (2013) o problema de decisão multicriério consiste em uma escolha
entre pelo menos duas alternativas no qual se deseja atender a múltiplos objetivos, as vezes
conflitantes entre si. A cada objetivo é associado um critério que permitirá a avaliação de cada
alternativa com base no objetivo e no estabelecimento das preferências do decisor.
2.4.1 Atores no Processo Decisório
Lima (2014) destaca que o processo decisório pode envolver um decisor ou um grupo de
decisores. Mesmo no caso de decisão individual existe a situação onde há a influência de
vários outros autores do processo decisório, que não exercem o poder sobre a decisão, mas de
alguma forma podem influenciar no processo. Dentre os atores do processo decisório,
destacam-se:
Decisor: É quem estabelece as preferências sobre as consequências envolvidas no
problema. A ele cabe avaliar, de forma integrada, os múltiplos objetivos. Assume a
responsabilidade pelo problema e influencia no processo de decisão de acordo com o
juízo de valor que representa e/ou relações que se estabeleceram. É quem estabelece
os limites do problema, especifica os objetivos a serem alcançados e emite
julgamentos.
37
Analista: É quem fornece o suporte metodológico ao processo decisório. Por vezes
exerce o papel de facilitador no processo de entendimento do problema. É responsável
pela análise, auxiliando o decisor na estruturação do problema e identificação dos
fatores do meio ambiente que influenciam na evolução, solução e configuração do
problema.
Cliente: É considerado como o intermediário entre o decisor e o analista, exercendo o
papel de assessor do decisor.
Especialista: Pessoa que conhece os mecanismos de comportamento do sistema objeto
de estudo e do seu ambiente que influenciam variáveis relacionadas ao problema de
decisão.
Os demais atores (Stakeholders, temo em inglês) podem e comumente influenciam o
decisor. No caso do analista, por exemplo, este pode influenciar o decisor na medida em que
adota uma modelagem com que mais se identifique e/ou conheça, nem sempre sendo esta, a
mais adequada para estruturação do problema.
2.4.2 Problemáticas de Decisão
O tipo de problemática de decisão está relacionada ao tipo de solução buscado no
problema de decisão. Roy (1996) apresenta quatro tipos de problemáticas de decisão:
Problemática P.α – Problemática de escolha: Tem como objetivo esclarecer a decisão
pela escolha de um subconjunto do espaço de ações, tão restrito quanto possível,
visando a escolha final de uma única ação. O resultado pretendido é uma escolha ou
um procedimento de seleção. O problema de otimização é um caso particular desta
problemática. Um dos métodos que utilizam esta problemática é o ELETRE I.
Problemática P.β – Problemática de classificação: Tem como objetivo a alocação de
cada ação a uma classe. A alocação é feita com base nos valores intrínsecos de cada
ação em comparação com classes pré-definidas. O resultado pretendido é uma triagem
ou procedimento de classificação. Aloca cada ação numa classe. As diferentes
categorias são definidas a priori a partir de normas aplicáveis ao conjunto de ações.
38
Problemática P.γ – Problemática de ordenação: A problemática de ordenação está
relacionada ao problema onde o decisor deseja ordenar as alternativas da melhor para
a pior, de acordo com suas preferências. Os métodos de critério único de síntese, como
o MAUT, utilizam bastante esta problemática. Entre os métodos de sobreclassificação,
o PROMETHEE II é um dos que utiliza a problemática de ordenação.
Problemática P.δ – Problemática de descrição: Tem como objetivo apoiar a decisão
através de uma descrição das ações e de suas consequências.
Problemática de Portfólio: Busca escolher dentro do conjunto de alternativas, um
subconjunto que atenda aos objetivos sob determinadas restrições. Como exemplo,
pode-se citar a seleção de portfólio de projetos, onde a seleção de um subconjunto de
projetos visa elevar o valor total dos benefícios obtidos (consequências), mediante
restrição orçamentária ou outra qualquer.
Identificar o tipo de problemática irá embasar e ajudar a padronizar o método para o
processo de tomada de decisão.
2.4.3 Modelagem de Preferência
Na modelagem de preferências deve-se avaliar que estrutura de preferências seria mais
adequada para representar as preferências do decisor. A tabela 2.1 mostra as relações de
preferência e suas propriedades.
39
Tabela 2.1 Relações de preferência
Situação Definição Propiedade
Indiferença (I)
Corresponde a existência de razões claras para o decisor, que justificam a equivalência entre dois elementos.
Reflexiva: aIb Simétrica: aIb =>bIa
Preferência Estrita (P)
Corresponde a existência de razões claras para o decisor, que justificam uma preferência significativa em favor de um (bem identificado) dos dois elementos.
Assimétrica: aPb =>não(bPa)
Preferência Fraca (Q)
Corresponde a existência de razões claras para o decisor, que invalidam a preferência estrita em favor de um (bem identificado) dos dois elementos, mas essas razões são insuficientes para distinguir, seja preferência estrita (P) em favor do outro, seja uma indiferença entre esses dois elementos. Portanto não é possível diferenciar nenhuma das duas situações.
Assimétrica: aQb =>não(bQa)
Incomparabilidade (R).
Corresponde a ausência de razões claras para o decisor, que justificam qualquer das três situações precedentes.
Simétrica: aRb => bRa ou
Não reflexiva: não(aRa)
Não Preferência (~)
Corresponde a ausência de situações claras para o decisor, para justificar a preferência estrita ou preferência fraca em favor de um dos elementos. Consiste numa situação de indiferença ou de incomparabilidade, sem que seja capaz de diferenciação entre elas.
~: a ~b ↔ aIb ou aRb
Preferência J (Presunção de
Preferência)
Corresponde à existência de razões claras para o decisor, que justificam a preferência fraca, sem se preocupar o quão fraca, em favor de um (bem identificado) dos dois elementos, embora não exista nenhuma divisão significativa estabelecida entre as situações de preferência e indiferença.
J: aJb => aQb ou aIb
Sobreclassificação (S)
Corresponde à existência de razões claras para o decisor, que justificam a preferência P ou a preferência J em favor de um (bem identificado) dos dois elementos, embora não exista nenhuma divisão significativa estabelecida entre as situações de preferência estritas, preferência fraca e indiferença. Uma ação “a” sobreclassifica “b” (aSb) se “a” é considerada ao menos tão boa quanto “b”.
S: aSb => aPb ou aQb ou aIb
40
Várias estruturas de preferência podem ser estudadas, más há algumas que são de
particular interesse na modelagem de problemas com métodos multicritérios de apoio a
decisão, dentre elas se destacam a estruturas de preferência da tabela 2.2.
Tabela 2.2 Relações de preferência
Estrutura
Propriedade
das
Relações
Propriedade
Representação
P, I
P: Assimétrica
I: Simétrica
Permite a obtenção de uma
pré-ordem completa.
aPb => v(a) > v(b)
aIb => v(a) = v(b)
P, Q, I
P, Q:
Assimétrica
I: Simétrica
Permite a obtenção de uma
pré-ordem completa.
aPb => v(a) > v(b)
aIb => v(a) = v(b)
aQb => v(a) v(b)
P, Q, I, R
P, Q:
Assimétrica
I, R: Simétrica
Apresenta
a
relação
de
incomparabilidade.
Permite
a construção de pré-ordens
parciais entre os elementos
de um conjunto.
Fonte: Almeida (2013, p.30)
